黃世軍 陳肖 劉昊 劉會勝 楊李杰 夏赟

1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院； 2.石油工程教育部重點實驗室

蒸汽驅(qū)作為稠油油藏提高采收率的主要手段已在國內(nèi)外進(jìn)行了大規(guī)模的應(yīng)用，增產(chǎn)效果顯著［1-2］。但大量的室內(nèi)實驗和礦場實踐都表明薄層稠油油藏蒸汽驅(qū)存在熱損失嚴(yán)重和蒸汽波及范圍有限等問題，嚴(yán)重限制了蒸汽的熱利用率，制約了薄層稠油油藏的經(jīng)濟(jì)開采年限及最終經(jīng)濟(jì)效益［3-4］。Ali首次提出利用烴類溶劑輔助熱力開采稠油的開發(fā)方式，并進(jìn)行了室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬研究，研究認(rèn)為溶劑能夠大幅度降低蒸汽使用量和提高蒸汽的垂向波及系數(shù)，提高開發(fā)效果［5］。開采稠油油藏時溶劑可作為降黏劑，在伴隨蒸汽注入過程中，溶劑呈氣態(tài)，在靠近蒸汽腔壁時，溶劑溶解于原油中極大地降低了原油黏度，并有少部分溶劑會通過擴(kuò)散作用深入油層降低原油黏度，研究表明100 ℃時黏度為200 mPa·s的原油，添加摩爾分?jǐn)?shù)超過0.48的正己烷溶劑，相同溫度下溶劑與原油的混合黏度低至10 mPa·s［6］。近幾年，國內(nèi)外在生產(chǎn)實踐中運用溶劑輔助SAGD技術(shù)（ES-SAGD）取得了良好的開發(fā)效果，該技術(shù)主要利用輕質(zhì)溶劑可隨蒸汽腔擴(kuò)展并在腔壁凝結(jié)起降黏作用的性質(zhì)，有效地提高了蒸汽腔的波及面積，提高了采收率［7-10］。薄層稠油油藏廣泛存在于世界各地［11-12］，但添加溶劑輔助開采薄層稠油油藏的實驗研究還很少［13-14］，導(dǎo)致目前的理論分析和礦場實驗缺少依據(jù)，鑒于此，提出利用添加溶劑改善薄層超稠油水平井蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果［15］，并采用室內(nèi)物理模擬和數(shù)值模擬方法研究了添加輕質(zhì)溶劑后蒸汽腔的發(fā)育特征、溶劑在蒸汽腔中的運移規(guī)律和生產(chǎn)動態(tài)特征及其原因，可供礦場生產(chǎn)實踐參考。

1 實驗流程與條件

1.1 實驗參數(shù)

相似比例實驗的相似原理主要包括幾何相似、物理性質(zhì)相似以及時間相似［16］。相似準(zhǔn)則是指兩個相似現(xiàn)象的無量綱形式的方程組和單值條件，并存在相同的無量綱形式解。因此本實驗主要通過相似準(zhǔn)則原理，將某油田的礦場尺度參數(shù)轉(zhuǎn)化為實驗室尺度的參數(shù)并確定實驗過程中的相關(guān)操作參數(shù)，并通過平衡常數(shù)K的相似原理選擇正己烷作為模擬實驗室條件下的輕質(zhì)溶劑（表1）。選擇以下主要的相似準(zhǔn)則數(shù)：π1=Δp/（ρogL），驅(qū)動力與重力之比；π2=xLv/（CwΔT），注入油層熱量與蓋層吸熱之比；π3=λot/（ρoCoL2），油層熱量傳播時間與加熱時間之比；π4=kρogt/（φΔSμoL），達(dá)西公式修正項；π5=qgt/（φΔSρwL3），注入量與存儲量之比；π6=Ks，平衡常數(shù)相似。

表1 溶劑輔助蒸汽驅(qū)相似準(zhǔn)則對比表Table 1 Comparison of similarity criteria of solvent assisted steam flooding

1.2 實驗系統(tǒng)

溶劑輔助蒸汽驅(qū)熱采物理模擬系統(tǒng)如圖1所示，主要由注入系統(tǒng)、驅(qū)替模型、加熱保溫系統(tǒng)和采集系統(tǒng)4部分組成。其中驅(qū)替模型和加熱保溫系統(tǒng)是該實驗的主體部分，采用課題組自主研制的二維熱采物理模型裝置；采集系統(tǒng)主要包括采出液收集和溫度測量2部分。選取驅(qū)替模型的一個橫切面作為研究對象，驅(qū)替模型的內(nèi)部是一個長方體的填砂模型，尺寸為580 mm×200 mm×50 mm，共設(shè)置48個溫度傳感器，通過數(shù)據(jù)采集器連接，可以實現(xiàn)溫度的實時采集、存儲和顯示。驅(qū)替模型外側(cè)包有可加熱的保溫套，可以實時地調(diào)節(jié)模型溫度。注入系統(tǒng)包括蒸汽發(fā)生器和ISCO高精度氣壓泵，可以實現(xiàn)定量或定壓注入。

圖1 溶劑輔助蒸汽驅(qū)物理模擬實驗系統(tǒng)Fig. 1 Physical simulation experiment system for solvent assisted steam flooding

1.3 實驗方案

基于某油田區(qū)塊的薄層稠油油藏特性，設(shè)計了2組室內(nèi)物理模擬方案。其中，方案1為水平井普通蒸汽驅(qū)的基礎(chǔ)方案，用以模擬水平井蒸汽驅(qū)開發(fā)階段和分析不同開發(fā)階段的生產(chǎn)特征；方案2為水平井溶劑輔助蒸汽驅(qū)實驗，其在方案1的基礎(chǔ)上，在注入蒸汽中添加了摩爾比為0.1的正己烷，其他注入?yún)?shù)與方案1基本一致。

1.4 實驗步驟

（1）根據(jù)實驗設(shè)計準(zhǔn)備好120目的玻璃珠、原油（80 ℃黏度為 500 mPa·s）。（2）檢查各項設(shè)備與裝置都處于良好狀態(tài)。（3）模型裝填：先將模型四周貼上1 cm厚的耐熱橡膠（圖2），以實現(xiàn)絕熱與壓實效果；再將模型井安裝在指定端口；裝填120目的玻璃珠，并密封模型；檢測氣密性。（4）模型裝填完畢后，用氮氣瓶向模型加壓，將壓力穩(wěn)定在1.5 MPa并保持48 h，記錄氮氣瓶壓力是否下降；飽和水及飽和油。（5）氣密性檢測完畢后，將模型旋轉(zhuǎn)為垂直狀態(tài)，由下部水平井注水，并從上部水平井流出，待流出液達(dá)1 L時可飽和油，模型飽和油時先將模型及裝油的中間容器溫度升至90 ℃，然后用泵以低流速沿上部水平井向模型內(nèi)注入原油，待下部水平井出油量達(dá)1 L時，飽和油結(jié)束，此時可將恒溫箱溫度降至油藏溫度，待模型溫度降至原始油藏溫度時即可開始實驗。（6）驅(qū)替實驗。實驗過程中，實時監(jiān)測蒸汽發(fā)生器出口、模型內(nèi)部及井端、回壓閥、恒溫箱等處的溫度、壓力；采出系統(tǒng)對產(chǎn)出液進(jìn)行分時段收集，直至發(fā)生汽竄，結(jié)束實驗。（7）實驗結(jié)束后對產(chǎn)出液進(jìn)行破乳、分離，以計量出油和水的瞬時產(chǎn)量。

圖2 測溫點及井的位置Fig. 2 Temperature measurement point and well location

2 實驗結(jié)果及分析

2.1 輕質(zhì)溶劑對蒸汽腔擴(kuò)展的影響

本次實驗主要通過溫度場圖反映蒸汽腔剖面的移動，從而探索添加輕質(zhì)溶劑對蒸汽腔擴(kuò)展的影響。此外，為了說明使用溫度場來反映蒸汽腔這個方法的合理性，本實驗將剩余油分布場與溫度場進(jìn)行了對比驗證。

由圖3可見：輕質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)早期（a），模型內(nèi)溫度較低，溫度沿注汽井開始抬升，溫度場較為均勻，在普通蒸汽驅(qū)早期（d），溫度場擴(kuò)展范圍沿注汽井跟端朝趾端遞減；輕質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)中期（b），蒸汽腔波及模型大部分區(qū)域，前緣抵達(dá)生產(chǎn)井，在普通蒸汽驅(qū)中期（e），溫度場呈三角形，注汽井跟端大部分區(qū)域被蒸汽腔波及，注汽井趾端被蒸汽腔波及范圍較?。惠p質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)后期（c），溫度場覆蓋整個模型，注汽井與生產(chǎn)井間區(qū)域皆被蒸汽腔波及，在普通蒸汽驅(qū)后期（f），溫度場呈梯形，注汽井跟端與生產(chǎn)井之間區(qū)域全部被蒸汽腔波及，注汽井趾端與生產(chǎn)井之間區(qū)域被蒸汽腔波及面積小。

由圖4a可見，注汽井與生產(chǎn)井間油砂呈灰色，表明含油飽和度較低，證明整個模型被蒸汽腔波及了，并且驅(qū)替效率高；由圖4b可見，注汽井與生產(chǎn)井間油砂呈黑色，且注汽井跟端與生產(chǎn)井間顏色較淺，表明注汽井跟端與生產(chǎn)井間含油飽和度較低，注汽井趾端顏色較深，表明含油飽和度較高，其形狀恰恰與普通蒸汽驅(qū)溫度場呈梯形分布的形狀對應(yīng)。研究表明通過溫度場表征蒸汽腔是合理的。

圖3 溶劑輔助蒸汽驅(qū)與普通蒸汽驅(qū)二維溫度場圖Fig. 3 2D temperature field of solvent assisted steam flooding and conventional steam flooding

圖4 溶劑輔助蒸汽驅(qū)與普通蒸汽驅(qū)剩余油分布圖Fig. 4 Distribution of remaining oil after solvent assisted steam flooding and conventional steam flooding

2.2 輕質(zhì)溶劑對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響

圖5 生產(chǎn)動態(tài)曲線Fig. 5 Production performance curve

由圖5可以看出，添加輕質(zhì)溶劑改善了蒸汽腔前緣擴(kuò)展，提高了蒸汽腔波及面積，并最終提高了采出程度；生產(chǎn)過程中，出現(xiàn)了低含水高產(chǎn)油階段，高產(chǎn)油且含水遞增階段以及高含水低產(chǎn)油階段。故將溶劑輔助蒸汽驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)分為蒸汽腔發(fā)育、蒸汽前緣抵達(dá)生產(chǎn)井及蒸汽前緣突破后的高含水階段。

（1）蒸汽腔發(fā)育階段。溶劑輔助蒸汽驅(qū)在低含水階段產(chǎn)油量大于普通蒸汽驅(qū)，因為添加溶劑后，沿注汽井方向原油黏度低，提高了注汽井沿程吸汽能力，增大了蒸汽腔波及面積，導(dǎo)致了見水時間晚且低含水期產(chǎn)油量高；而普通蒸汽驅(qū)由于沿注汽井方向黏度梯度大，造成了沿程吸汽不均勻，造成了蒸汽腔波及面積小，導(dǎo)致了見水時間早且低含水期產(chǎn)油量低。

（2）蒸汽前緣抵達(dá)生產(chǎn)井階段。溶劑輔助蒸汽驅(qū)在高產(chǎn)油、含水遞增階段的產(chǎn)油量大于普通蒸汽驅(qū)，因為添加溶劑后，模型內(nèi)被蒸汽腔波及區(qū)域原油黏度低且該區(qū)域面積大，因此伴隨著含水率的上升，大量低黏度原油在該階段被采出；而普通蒸汽驅(qū)幾乎沒有出現(xiàn)含水率遞增的階段，直接進(jìn)入了高含水階段，因為沿程吸汽不均勻，造成了蒸汽腔擴(kuò)展范圍小，導(dǎo)致了含水率急劇上升時產(chǎn)油量低。

（3）高含水階段。蒸汽前緣突破，低含油飽和度區(qū)域形成汽竄通道，與蒸汽發(fā)生熱交換的原油量少，熱利用率低。蒸汽前緣突破后，輕質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)和普通蒸汽驅(qū)都表現(xiàn)為瞬時產(chǎn)油量急劇降低且含水率增加，發(fā)生汽竄。

3 數(shù)值模型的建立

黏度場、含油飽和度場以及溶劑在地層中的分布對分析溶劑輔助蒸汽驅(qū)的蒸汽腔擴(kuò)展特征以及開發(fā)效果非常關(guān)鍵。但是通過目前的實驗設(shè)備和技術(shù)難以實現(xiàn)，因此為進(jìn)一步研究溶劑在蒸汽腔中的運移規(guī)律和對溫度場、黏度場以及含油飽和度場的影響規(guī)律，這里主要采用了基于物理模擬的數(shù)值模擬技術(shù)作為研究手段，根據(jù)實驗?zāi)Ｐ?、具體資料確定了合適的建模方法，建立了以實驗參數(shù)為基礎(chǔ)的理論模型，盡可能地描述了模型內(nèi)實際情況［17］。

3.1 網(wǎng)格化模型

在劃分網(wǎng)格時采用了均質(zhì)網(wǎng)格系統(tǒng)，建立了60×20×5 的網(wǎng)格，共 6 000 個網(wǎng)格，i、j、k方向網(wǎng)格皆為1 cm，在理論上網(wǎng)格數(shù)可以滿足此次模擬要求。注采水平井長度為58 cm，生產(chǎn)井距離油層底部1 cm，注入井與生產(chǎn)井垂向距離18 cm。

3.2 模型參數(shù)

所建立的實驗?zāi)Ｐ偷挠筒貛r石及流體物性參數(shù)均來自實際模型。原油黏溫曲線見圖6，數(shù)值模型地質(zhì)及熱物性參數(shù)見表2。

圖6 原油黏溫曲線Fig. 6 Viscosity and temperature of crude oil

表2 模型參數(shù)Table 2 Model parameters

3.3 數(shù)值模型驗證

由圖7可以看出，數(shù)值模型可以擬合實驗生產(chǎn)動態(tài)的趨勢，這證明以實驗室室內(nèi)物理模型參數(shù)為基礎(chǔ)建立的數(shù)值模型可以描述實驗?zāi)Ｐ蛢?nèi)的動態(tài)，基于此，通過正己烷的Kv1、Kv4和Kv5系數(shù)定義了平衡常數(shù)，計算了不同溫度、壓力條件下的平衡常數(shù)，并用數(shù)值模擬方法研究溶劑對蒸汽腔剖面的影響。

圖7 室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬普通蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)動態(tài)擬合Fig. 7 Production performance fitting of conventional steam flooding in laboratory experiment and numerical simulation

4 數(shù)值模擬

本文主要運用驗證了的數(shù)值模型，分析對比了常規(guī)蒸汽驅(qū)與溶劑輔助蒸汽驅(qū)這兩種開發(fā)方式在相同注入時間條件下，油藏含油飽和度、油藏溫度場擴(kuò)展以及油藏黏度場的分布特征。

4.1 蒸汽腔中的溶劑分布

圖8為溶劑輔助蒸汽驅(qū)蒸汽腔發(fā)育（16 min）、前緣抵達(dá)生產(chǎn)井（264 min）和發(fā)生汽竄（700 min）時，輕質(zhì)溶劑在蒸汽腔中的油相摩爾分?jǐn)?shù)（a）和輕質(zhì)溶劑在蒸汽腔中的氣相摩爾分?jǐn)?shù)（b）。由圖8可見，蒸汽腔發(fā)育過程中，溶劑在注汽井周圍富集；前緣抵達(dá)生產(chǎn)井后，由于大量溶劑伴隨稠油被采出，溶劑含量迅速降低；發(fā)生汽竄后溶劑含量極低。

圖8 不同生產(chǎn)階段溶劑的油相摩爾分?jǐn)?shù)（a）和氣相摩爾分?jǐn)?shù)（b）Fig. 8 Oil mole fraction （a） and gas mole fraction （b） of solvent in different production stages

4.2 蒸汽腔中的含油飽和度場

圖9為模擬生產(chǎn)16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅(qū)（a）和普通蒸汽驅(qū)（b）的油藏含油飽和度變化。由圖9可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)由于注汽井附近富集溶劑，原油黏度低，頂替效率高，因此沿注汽井方向含油飽和度低，沿生產(chǎn)井方向含油飽和度極差大，蒸汽驅(qū)由于注汽井附近黏度僅受溫度影響，原油黏度高，頂替效率低，因此沿注汽井方向含油飽和度較高，沿生產(chǎn)井方向含油飽和度極差較??；前緣抵達(dá)生產(chǎn)井階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)的蒸汽腔波及范圍廣，低黏度原油區(qū)域大，大量原油在該階段被采出，低含油飽和度面積大，而蒸汽驅(qū)的蒸汽腔波及范圍小，低黏度原油區(qū)域小，該階段原油采出程度低，低含油飽和度區(qū)域?。话l(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅(qū)的殘余油飽和度低，驅(qū)油效率高，采用蒸汽驅(qū)的殘余油飽和度高，驅(qū)油效率低。

圖9 不同生產(chǎn)階段的含油飽和度對比Fig. 9 Comparison of oil saturation in different production stages

4.3 蒸汽腔中的溫度場

圖10為模擬生產(chǎn)16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅(qū)（a）和普通蒸汽驅(qū)（b）的油藏溫度場分布。由圖10可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)沿注汽井方向溫度波及范圍大且溫度梯度小，蒸汽驅(qū)沿注汽井方向溫度波及范圍小且溫度梯度大；前緣抵達(dá)生產(chǎn)井階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)沿生產(chǎn)井方向溫度波及范圍大且蒸汽腔前緣擴(kuò)展均勻，蒸汽驅(qū)沿生產(chǎn)井方向溫度波及范圍小且蒸汽腔前緣擴(kuò)展不均勻；發(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅(qū)的溫度波及面積大，熱利用率高，采用蒸汽驅(qū)的溫度波及面積小，熱利用率低。

圖10 不同生產(chǎn)階段的溫度場對比Fig. 10 Comparison of temperature field in different production stages

4.4 蒸汽腔中的黏度場

圖11為模擬生產(chǎn)16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅(qū)（a）和普通蒸汽驅(qū)（b）的油藏黏度分布。由圖11可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)沿注汽井方向黏度極低，蒸汽驅(qū)沿注汽井方向黏度高；前緣抵達(dá)生產(chǎn)井階段，溶劑輔助蒸汽驅(qū)的低黏區(qū)域面積大，蒸汽驅(qū)的低黏區(qū)域面積??；發(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅(qū)的注采井間皆為低黏區(qū)，采用蒸汽驅(qū)的注采井間仍有大面積高黏區(qū)。

圖11 不同生產(chǎn)階段的黏度場對比Fig. 11 Comparison of viscosity field in different production stages

通過分析溶劑輔助蒸汽驅(qū)的溶劑分布和對比添加溶劑后含油飽和度場、溫度場和黏度場的變化特征可見，添加溶劑后沿注汽井原油黏度低，提高了沿注汽井沿程的吸汽能力，沿注汽井溫度擴(kuò)散更均勻且溫度波及面積更大，由于溶劑向生產(chǎn)井?dāng)U散的過程中，注汽井與生產(chǎn)井間大部分區(qū)域黏度急劇降低，這大幅提高了沿注汽井的吸汽能力，提高了溫度的波及面積，提高了熱利用率，表明溶劑輔助水平井蒸汽驅(qū)是開發(fā)薄層稠油油藏的有效手段。

5 結(jié)論

（1）進(jìn)行了溶劑輔助蒸汽驅(qū)實驗，并且通過溫度場與飽和度場的對比，說明可以用溫度場來表征蒸汽波及范圍。

（2）室內(nèi)實驗結(jié)果表明：輕質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)相對于普通蒸汽驅(qū)，蒸汽腔形成更早，擴(kuò)展更均勻，波及范圍更廣，最終采收率更高。

（3）基于室內(nèi)實驗基本參數(shù)建立了數(shù)值模型，并驗證了其準(zhǔn)確性。數(shù)值模擬結(jié)果表明：相對于常規(guī)水平井蒸汽驅(qū)，水平井溶劑輔助蒸汽驅(qū)的黏度場發(fā)育特征為，蒸汽腔內(nèi)黏度更低，低黏區(qū)范圍更廣；蒸汽腔沿注汽井方向擴(kuò)展更快，沿生產(chǎn)井方向擴(kuò)展更均勻，蒸汽前緣突破更快，最終的波及范圍更大。因此，溶劑輔助水平井蒸汽驅(qū)作為開發(fā)薄層稠油油藏的有效手段可以在油田進(jìn)行礦場試驗。

（4）輕質(zhì)溶劑輔助蒸汽驅(qū)存在著溶劑沿注汽井跟端和趾端朝生產(chǎn)井?dāng)U散較快等問題，導(dǎo)致了模型受溶劑波及區(qū)域受限，溶劑利用率較低。因此，有必要開展中質(zhì)和重質(zhì)溶劑改善蒸汽腔擴(kuò)展效果的相關(guān)室內(nèi)實驗，從而為實際油田開發(fā)提供最優(yōu)參數(shù)。